CN113214810A

CN113214810A - 一种地热钻井解堵液及地热钻井液解堵施工方法

Info

Publication number: CN113214810A
Application number: CN202110358818.0A
Authority: CN
Inventors: 王鹏涛; 王瑞飞; 李红岩; 刘斌; 王江峰; 张献喻; 孙彩霞; 黄海; 王萍; 赵宇璇; 陈升强
Original assignee: Xian Jiaotong University; Xian Shiyou University; Sinopec Green Energy Geothermal Shaanxi Development Co Ltd
Current assignee: Xian Jiaotong University; Xian Shiyou University; Sinopec Green Energy Geothermal Shaanxi Development Co Ltd
Priority date: 2021-04-02
Filing date: 2021-04-02
Publication date: 2021-08-06

Abstract

本发明属于地热钻井解堵技术领域，具体公开了一种地热钻井解堵液及地热钻井解堵施工方法，各组分按重量百分比的组成为10％盐酸、3％甲酸、5％有机膦酸、2％有机氟、0.3％醋酸纤维素、1％SHJF‑94、1％NH₄Cl、0.5％G511‑NWJ、0.5％G518‑XZ、0.1％G503‑PRJ、1.5％乙二醇乙醚，余量为水。本发明的解堵液体系自身配伍性良好，解堵液体系残酸和钻井液处理剂与地层水配伍性能良好，降低了因不配伍造成储层伤害因素。

Description

一种地热钻井解堵液及地热钻井液解堵施工方法

技术领域

本申请属于地热钻井解堵技术领域，特别涉及一种地热钻井解堵液及地热钻井液解堵施工方法。

背景技术

解堵液对钻井过程中钻井液中粘土、钻屑等细微固相颗粒进行溶解；协同钻井液处理剂对钻井液中聚合物有机质残渣解除；通过对储层基质酸化，增大近井地带渗透率钻井液含有的固体颗粒包括膨润土、重晶石粉、铁矿粉、石灰石粉等加重材料和钻屑。固体颗粒侵入储层主要发生在储层刚刚被打开，低压低储层对这些固体颗粒侵入很敏感，伤害尤为严重，这种侵入可使储层渗透率减低710％以上。密度大的钻井液，可以取得较好的井壁防塌效果，但也容易对地层造成伤害；常用的加重材料的重晶石和石灰石硬度较低，在随钻过程中易粉碎成更加细小的颗粒，石灰石粉和铁矿粉具有酸溶性。这些CaCO3等细小颗粒在压差作用下，进入产层孔喉和裂缝形成堵塞，造成储层伤害。

水基钻井液中含有大量水、粘土矿物及滤失量大，造成较大程度的伤害；油基钻井液中没有粘土。钻井液初滤失阶段最易损害储层，此时井壁上未能形成致密保护性泥饼，导致固相颗粒、胶体及各种聚合物溶液集中进入地层裂缝通道，储层渗透率下降，从而造成不易恢复的伤害。并且的，常规正压钻井工艺，井筒压力大于地层压力，钻井液和滤液趋向于流入地层，压差越大，驱动力越大，造成的结果是滤失量越大，钻井液进入地层深度越深，影响储层渗透性，造成对储层的伤害，其进入的数量和深度均随浸泡时间的增长而增加。

因此，提供一种新的地热钻井解堵液和钻井方法是本领域技术人员亟需解决的技术问题。

发明内容

本发明的目的在于克服现有技术中的缺陷，提供一种地热钻井解堵液及地热钻井液解堵施工方法。

本发明的第一方面提供了一种地热钻井解堵液，包括主体酸液、添加剂和水，所述主体酸液包括：盐酸、甲酸、有机膦酸和有机氟；所述添加剂包括：铁离子稳定剂、缓蚀剂、黏土稳定剂、助排剂、破乳剂和互溶剂。

进一步的方案为，所述主体酸液各组分按重量百分比的组成为10％盐酸、3％甲酸、5％有机膦酸、2％有机氟。

进一步的方案为，所述铁离子稳定剂为醋酸纤维素，缓蚀剂为 SHJF-94，黏土稳定剂为NH₄Cl和G511-NWJ混合剂、助排剂为G518-XZ，破乳剂为G503-PRJ，互溶剂为乙二醇乙醚。

进一步的方案为，所述添加剂各组分按重量百分比的组成为0.3％醋酸纤维素、1％SHJF-94、1％NH₄Cl、0.5％G511-NWJ、0.5％G518-XZ、0.1％G503-PRJ、 1.5％乙二醇乙醚。

进一步的方案为，各组分按重量百分比的组成为10％盐酸、3％甲酸、 5％有机膦酸、2％有机氟、0.3％醋酸纤维素、1％SHJF-94、1％NH₄Cl、 0.5％G511-NWJ、0.5％G518-XZ、0.1％G503-PRJ、1.5％乙二醇乙醚，余量为水。

本发明的第二方面，提供了一种地热钻井液解堵施工方法，包括以下步骤：

S1：依据公式

确定所述地热钻井解堵液侵入带深度；

S2：依据公式

确定所述地热钻井解堵液的注入速度；

S3：依据公式

确定所述地热钻井解堵液的注入强度；

S4：根据所述侵入带深度、注入速度和注入强度将地热钻井解堵液注井解堵。

进一步的方案为，所述注入速度为0.03m3/min·h-0.14m3/min·h；地热钻井解堵液对岩心块溶蚀率为0.06，解堵半径为2.0m-3.0m，解堵液注入强度为2.11m3/m-4.78m3/m。

与现有技术相比，本发明的有益效果在于：

(1)本发明的解堵液体系有良好的表/界面张力性能；解堵液体系储层岩屑(钻屑)反应后的残酸与储层原油破乳性能良好。

(2)本发明解堵液体系具有在高PH值环境下抑制氟化物沉淀的能力，降低二次沉淀对储层伤害风险。

(3)本发明能较好的解除钻井过程中无机固相污染对储层伤害，同时能对裸眼段壁面进行清洗，沟通壁面有效通道。

(4)本发明的解堵液体系自身配伍性良好，解堵液体系残酸和地热钻井液处理剂与地层水配伍性能良好，降低了因不配伍造成储层伤害因素。

(5)通过确定地热钻井解堵液的侵入带深度、注入速度和注入强度，可保证解堵液在钻井过程中最大程度发挥作用，减小热储层伤害。

附图说明

以下附图仅对本发明作示意性的说明和解释，并不用于限定本发明的范围，其中：

图1a-图1g：不同酸液溶蚀性能折线图；

图2：解堵液体系溶蚀性能。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案、设计方法及优点更加清楚明了，以下结合附图通过具体实施例对本发明进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅用于解释本发明，并不用于限定本发明。

实验例1

主体酸液的选择

请参照图1a-图1g，由不同酸液溶蚀性能折线图得出：同一酸液对钻屑溶蚀率比岩屑高；有机氟溶液能缓慢释放F-,减少二次沉淀生成，因此，确定主体酸液各组分按重量百分比的组成为10％盐酸、3％甲酸、5％有机膦酸、2％有机氟。在该组分下溶蚀前后X-衍射结果显示，无二次沉淀物组分生成。

实验例2

缓蚀剂的选择

请参照表1，由不同缓蚀剂性能结果比较可知，1％SHJF-94作为缓蚀剂，腐蚀速率最慢，因此，选用1％SHJF-94作为缓蚀剂。

表1：不同缓蚀剂性能结果

实验例3

黏土稳定剂的选择

请参照表2，1％NH₄Cl和0.5％G511-NWJ作为粘土稳定剂，防膨率最高，因此，选用1％NH₄Cl和0.5％G511-NWJ作为粘土稳定剂。

表2：不同粘土稳定剂防膨性能结果

实验例4

助排剂的选择

请参照表3，不论温度是是室温还是60℃，浓度为0.5％G518-XZ降低表面张力效果最好，因此，选用浓度为0.5％的G518-XZ作为助排剂。

表3：不同助排剂性能结果

实验例5

破乳剂的选择

请参照表4，不论温度是是室温还是60℃，G503-PRJ作为破乳剂的脱水率最高，因此选用浓度为0.1％的G503-PRJ作为破乳剂。

表4：不同破乳剂脱水结果

实验例6

铁离子稳定剂的选择

请参照表5，因为铁离子稳定剂对于井下套管可以起到保护作用，避免酸液腐蚀套管，因此，选用0.3％CA作为铁离子稳定剂。

表5：不同铁离子稳定剂络合性能

实验例7

互溶剂的选择

请参照表6，EGME和DMSO的互溶剂添加量相同，因此，选用EGME或 DMSO作为互溶剂，可选的，将EGME作为互溶剂。

表6：不同互溶剂的互溶性能结果

因此，本发明的第一方面提供了一种地热钻井解堵液，各组分按重量百分比的组成为10％盐酸、3％甲酸、5％有机膦酸、2％有机氟、0.3％醋酸纤维素(CA)、1％SHJF-94、1％NH4Cl、0.5％G511-NWJ、0.5％G518-XZ、 0.1％G503-PRJ、1.5％乙二醇乙醚(EGME)，余量为水。

如图2所示，地热钻井解堵液对岩屑2h的溶蚀率为30.33％、4h溶蚀率为38.4％，对钻屑2h的溶蚀率为43.68％、4h溶蚀率为51.7％；对钻井液滤饼2h解除率达到62.53％、4h解除率达到87.45％，能较好的解除钻井过程中无机固相污染对储层伤害，同时能对裸眼段壁面进行清洗，沟通壁面有效通道。

S1：依据公式

确定所述地热钻井解堵液侵入带深度；

S2：依据公式

确定所述地热钻井解堵液的注入速度；

S3：依据公式

确定所述地热钻井解堵液的注入强度；

其中，钻井液由于压差的作用，其滤液会侵入地层中，利用质量守恒原理推导定量计算钻井液滤液侵入深度公式。

岩心单位截面积滤失量为：Q₀＝V₀/A₀；

井筒内表面积为：S₁＝2πr_w·h；

总滤失量为：Q＝S₁·Q₀＝2πr_w·h·V₀/A₀；

滤液占据孔隙体积饱和度为S％，滤失带中滤液体积为Q1:

根据质量守恒定律：

其中，

滤失带深度：

项目	rw，m	孔隙度(伤害前)，％	孔隙度(伤害后)，％	V0，mL
					数值	0.0216	14.92	1.2	12.6

表7钻井液侵入带深度计算输入参数

求得钻井液侵入带深度rd为：35.8cm。

表8不同污染程度(S)和流度系数下(kh/μ)最佳注入速度(单位：m3/min.h)

请参照表8，考虑到工程实施，影响注入速度的主要因素有①安全可靠的工作压力上限；②管柱尺寸及结构；③液体摩阻大小；④储层厚度、渗透率；⑤地层流体和注入液粘度；⑥地层压力、破裂压力等；⑦注入设备能力。以上因素和问题通过油田资料确认后，便可以应用计算，并结合油田施工现场经验来确定注入速度，结合目标区储层伤害特征，可确定解堵液最大注入速度。依据公式：

最佳注入速度由表皮系数和流度系数决定，建议最佳注入速度介于 0.03 m3/min.h-0.14m3/min.h。

解堵液对岩心块溶蚀率(5％-8％)，本实施例中设计为0.06，解堵半径设为2.0m-3.0m，解堵液注入强度为2.11m3/m-4.78m3/m，具体请参照表9。

表9不同解堵半径与溶蚀率所需的解堵液量

以上已经描述了本发明的各实施例，上述说明是示例性的，并非穷尽性的，并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范围和精神的情况下，对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。本文中所用术语的选择，旨在最好地解释各实施例的原理、实际应用或对市场中的技术改进，或者使本技术领域的其它普通技术人员能理解本文披露的各实施例。

Claims

1.一种地热钻井解堵液，其特征在于，包括主体酸液、添加剂和水，所述主体酸液包括：盐酸、甲酸、有机膦酸和有机氟；所述添加剂包括：铁离子稳定剂、缓蚀剂、黏土稳定剂、助排剂、破乳剂和互溶剂。

2.根据权利要求1所述的一种地热钻井解堵液，其特征在于，所述主体酸液各组分按重量百分比的组成为10％盐酸、3％甲酸、5％有机膦酸、2％有机氟。

3.根据权利要求2所述的一种地热钻井解堵液，其特征在于，所述铁离子稳定剂为醋酸纤维素，缓蚀剂为SHJF-94，黏土稳定剂为NH₄Cl和G511-NWJ混合剂、助排剂为G518-XZ，破乳剂为G503-PRJ，互溶剂为乙二醇乙醚。

4.根据权利要求3所述的一种地热钻井解堵液，其特征在于，所述添加剂各组分按重量百分比的组成为0.3％醋酸纤维素、1％SHJF-94、1％NH₄Cl、0.5％G511-NWJ、0.5％G518-XZ、0.1％G503-PRJ、1.5％乙二醇乙醚。

5.根据权利要求1-4任一所述的一种地热钻井解堵液，其特征在于，各组分按重量百分比的组成为10％盐酸、3％甲酸、5％有机膦酸、2％有机氟、0.3％醋酸纤维素、1％SHJF-94、1％NH₄Cl、0.5％G511-NWJ、0.5％G518-XZ、0.1％G503-PRJ、1.5％乙二醇乙醚，余量为水。

6.一种地热钻井液解堵施工方法，其特征在于，所述方法应用到权利要求1-5任一所述的地热钻井解堵液。

7.根据权利要求6所述的一种地热钻井液解堵施工方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1：依据公式

确定所述地热钻井解堵液侵入带深度；

S2：依据公式

确定所述地热钻井解堵液的注入速度；

S3：依据公式

确定所述地热钻井解堵液的注入强度；

8.根据权利要求7所述的一种地热钻井液解堵施工方法，其特征在于，所述注入速度为0.03m3/min·h-0.14m3/min·h；地热钻井解堵液对岩心块溶蚀率为0.06，解堵半径为2.0m-3.0m，解堵液注入强度为2.11m3/m-4.78m3/m。